广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2023)

广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则广东电网有限责任公司2023/05/25印发封面2023/06/01实施目 录1 总则12 规划编制基础及要求13 一般技术原则34 负荷预测及电力平衡75 110千伏配电网规划86 35千伏配电网规划117 中压配电网128 低压配电网169 继电保护1610 配电网自动化1911 配电网计量2112 配电网通信2413 电源接入系统2614 电力用户供电27附录29广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则1 总则1.1 为进一步促进广东电网有限责任公司配电网规划建设工作规范化和标准化，确保电网安全经济运行，推进电网和社会经济可持续发展，适应广东电网有限责任公司创建国际先进省级电网企业的发展战略要求，建设“智能、高效、可靠、绿色”的现代化配电网，特制定本原则。1.2 本原则适用于广东电网有限责任公司110千伏及以下各电压等级配电网规划工作。1.3 本原则的解释权属广东电网有限责任公司。2 规划编制基础及要求2.1 整体原则2.1.1配电网规划应贯彻国家法律法规和南方电网公司建设方针，满足电力市场发展需要，适度超前社会经济发展规划及电源规划，各电压等级电网规划应互相协调，促进电网和社会经济可持续发展。2.1.2配电网规划应坚持将提高供电可靠性作为核心目标，遵循资产全生命周期管理关于风险、效益和成本综合最优的原则，进行经济技术分析，注重投资效益，确保电网安全经济运行。2.1.3 为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移能力、一定的自愈能力和应急处理能力、合理的分布式电源接纳能力，提高配电网的适应性和抵御事故及自然灾害的能力。2.1.4 配电网规划应遵循差异化原则，根据不同区域的社会经济发展水平、用户性质和环境要求等情况，采用差异化的建设标准，合理满足区域发展和各类用户的用电需求。2.1.5配电网应有序提升智能化水平，逐步实现信息采集、测量、控制、保护、计量和检测的自动化，适应新能源、新技术和新应用的发展需求。2.1.6 配电网规划应纳入城乡总体规划、土地利用总体规划和控制性详细规划，合理预留变电站、开关站、环网室（箱）、配电室站点及线路走廊用地，配电设施应与城乡其它基础设施同步规划。2.2 供电区域划分2.2.1配电网规划涵盖高、中、低压配电网，应根据规划区域的行政区划、地理条件、负荷密度等情况，划分供电区域。2.2.2供电区分类是规划期内制定地区配电网规划标准的依据。编制配电网五年规划应根据实际需要对地区供电区分类重新进行论证与调整，年度项目库修编时一般不调整供电区分类。2.2.3供电区根据地区规划发展定位或10年后的规划负荷密度指标划分为五类，具体见表2-1。当地区定位与负荷密度指标划分结果不一致时，应选择等级较高的分类。2.2.4供电区划分基本依据行政区划分，但不等同于行政区划分。城市供电分区不宜超过四类，县级电网供电分区不宜超过三类，若城市中心区低于5平方公里按一般市区考虑，不再单独分类。表2-1供电区分类对照表供电分区A+ABCD涵盖区域30市中心区或1530市区或615县城、城镇或16农村或0.11注1：为供电区域的负荷密度（MW/km2）。注2：供电区域面积一般不小于5km2。注3：计算负荷密度时，应扣除110kV专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。注4：广东电网公司A+类供电区目前为珠海横琴新区及佛山南海金融高新区。注5：对东莞、中山等地经济发展较快、可靠性要求较高的城镇，可划入B类区域规划。 2.3 电压等级2.3.1广东电网配电网电压等级的构成：1）高压配电网：110千伏、35千伏。2）中压配电网：20千伏、10千伏。3）低压配电网：380伏、220伏。2.3.2配电网应简化变压层次，现有运行的非标准电压应限制发展，并逐步进行改造。2.3.3除已有20千伏配电网区域外，后续新建、改造的区域需经充分的技术经济论证，获中国南方电网有限责任公司批复后，方能采用20千伏配电网。2.4 规划年限及要求2.4.1配电网规划编制年限应与国民经济和社会发展规划相一致，一般为近期（五年）规划、中期（十年）规划，必要时开展远期（十五年以上）规划。2.4.2高压配电网中、远期规划主要研究电力发展的战略性问题，侧重于对主网架进行战略性、框架性及结构性的研究和展望，分析比选提出目标网架或饱和网架，提出分阶段电网规划方案。2.4.3高压配电网近期规划应侧重研究主干网网架规划，研究变电站布点及容量需求、预留变电站站址和线路走廊通道，提出上级电网建设需求，提出规划期内项目建设方案及投资规模估算。2.4.4中、低压配电网主要开展近期规划，重点解决中、低压配电网存在问题，开展网架规划，建立各年度建设与改造规划项目库，估算规划期内规划建设投资规模，提出上级电网建设需求。2.4.5中、低压配电网应每年对规划项目库进行滚动修编。3 一般技术原则3.1 配电网供电安全水平3.1.1正常运行方式下，任一交流线路跳闸、任一变压器跳闸、任一段母线跳闸、任一机组故障、任一同塔双回及以上线路跳闸不导致一级事件及以上电网风险。对于造成一级事件的风险，应在规划期内安排项目解决。对于造成一般及以上事故的风险，应尽快采取措施解决。3.1.2高、中压配电网在最大负荷情况下应达到的最低安全水平见表3-1。表3-1 高、中压配电网的供电安全水平 供电分区电压等级A+ABCD110千伏必须满足N-1安全准则，有条件可满足N-1-1安全准则必须满足N-1安全准则应满足N-1安全准则应满足N-1安全准则宜满足N-1安全准则35千伏-应满足N-1安全准则宜满足N-1安全准则10（20）千伏必须满足N-1安全准则应满足N-1安全准则应满足N-1安全准则线路宜按可转供电线路规划线路可按可转供电线路规划低压配电网的供电安全水平应满足以下要求：1）低压配电网中，当一台配电变压器或低压线路发生故障时，可允许部分停电，待故障修复后恢复供电。2）对于含有重要负荷的配电站，应满足允许中断供电时间要求。3.2 供电可靠率及综合电压合格率各类供电区配电网规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表3-2。表3-2 配电网理论计算供电可靠率及综合电压合格率控制目标供电区域供电可靠率（RS-3）综合电压合格率A+用户年平均停电时间不高于5分钟（99.999%）99.99%A用户年平均停电时间不高于52分钟（99.990%）99.97%B用户年平均停电时间不高于3小时（99.965%）99.95%C用户年平均停电时间不高于12小时（99.863%）98.79%D用户年平均停电时间不高于15小时（99.830%）98.00%3.3 线损配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损，各类供电区配电网规划理论计算线损率（不含无损）控制目标见表3-3。表3-3 配电网理论计算线损率控制目标电压等级A+类A类B类C类D类配电网理论线损率 3% 4.5% 6% 8%其中：110千伏 0.5% 0.5% 2% 3%35千伏- 2% 3%10（20）千伏 2% 2.5% 2.5% 4%380伏 2% 2.5% 5% 7%注：各电压等级理论损耗包括该电压等级的线路和变压器损耗。3.4 容载比3.4.1计算各电压等级容载比时，该电压等级发电厂的升压变压器容量及直供负荷不应计入，该电压等级用户专用变电站的主变压器容量及其所供负荷也应扣除。另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量也应扣除。3.4.2对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。3.4.3在规划中应因地制宜确定容载比的取值，高压配电网容载比合理指标一般为1.82.2，电源外送地区，计算升压变电容量不考虑上述容载比，一般按最大升压容量配置变压器即可。3.5 中性点接地3.5.1 110千伏采用直接接地，接地回路设计上必须可实现中性点不接地的运行方式。3.5.2 35千伏配电网：单相接地故障电容电流大于10A的，宜选用消弧线圈接地方式，同时配置接地变压器；单相接地故障电容电流不大于10A的，宜选用不接地运行方式。3.5.3 20千伏配电网：采用小电阻接地方式。 3.5.4 10千伏配电网：中性点接地方式首选小电阻接地方式，如用户对供电可靠性有较高要求的，经专题分析后，可选用消弧线圈并联小电阻方式。3.5.5 10千伏电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经小电阻接地方式，应采取以下措施： 1）提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数。 2）完善线路分段和联络，提高负荷转供能力。 3）降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步电压和接触电压控制在规定范围内。3.5.6低压配电网应采用中性点直接接地方式。3.6 短路电流控制水平3.6.1 配电网各级电压的短路电流应综合网架设计、主接线、变压器容量及其阻抗、系统运行方式等方面进行控制，适应电网中长期运行发展，并与各级电压断路器开断能力及设备动热稳定电流相适应，各级电压短路电流不应超过表3-4控制水平。 3.6.2 短路电流达到或接近其控制水平时，应通过技术经济比较，采取合理的限流措施。必要时通过技术经济比较可采用高一级开断容量的开关设备。表3-4 短路电流控制水平电压等级（千伏）110352010短路电流控制水平（千安）4031.525203.7 无功补偿配置与电压质量3.7.1配电网无功补偿应采用分层分区和就地平衡相结合，就地与集中相结合，供电部门与电力用户相结合的原则。3.7.2以小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的配电网可根据实际需要配置适当容量的感性无功补偿装置。3.7.3高压配电网变电站无功补偿容量宜按主变压器容量的10%30%配置，并满足主变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95。3.7.4中压配电网配电站无功补偿容量宜按变压器负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85时，将中压侧功率因数补偿至不低于0.95进行配置。实际应用中，也可按变压器容量20%40%进行配置。3.7.5为保证电力用户受电端的电压质量，正常方式下各级配电网电压偏差范围应满足表3-5要求。表3-5 电压偏差允许范围电压等级允许电压偏差110千伏-3%+7%35千伏-3%+7%20千伏-7%+7%10千伏-7%+7%380伏-7%+7%220伏-10%+7%当电压偏差不满足要求时，应通过技术经济比较选取缩小供电距离、配置调压设备等技术措施控制电压偏差。3.8 电力线路通道要求3.8.1电力线路通道的规划建设应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等条件，与各种管线和其他市政设施统一安排，并满足未来1015年的发展需要。3.8.2结合城市规划建设，在道路新建、改（扩）建时应同步建设电力线路通道。3.8.3变电站出线电缆沟的建设规模应按变电站终期建设规模一次建成。3.9 防灾减灾3.9.1应结合当地气象地质条件和运行经验，在配电网规划时考虑必要的防风、防冰、防涝、防震等抵御重大自然灾害的技术措施，并评估相关投资和费用。3.9.2对于以下情况，可适当提高规划标准，编制保底电网规划，以抵御重大自然灾害：1）高危地区线路、重要联络线路。2）承担主要城市、重要用户保安电源的送出线路。3）具有“黑启动”能力的电源送出线路。4）线路故障将引发系统失稳的电源送出线路。4 负荷预测及电力平衡4.1 负荷预测4.1.1配电网负荷预测包括电量需求预测和电力需求预测，负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布预测结果，近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可列出规划末期结果。负荷预测的基础数据包括社会经济和自然气候数据、上级电网规划对本规划区的负荷预测结果、历史年负荷和电量数据、用电报装及项目建设情况等，根据区域特点、社会发展阶段、用户类型分析用户终端用电方式变化和负荷特性，确定科学合理的负荷发展特性，并以此作为预测依据。4.1.3配电网负荷预测采用“自下而上”与“自上而下”相结合的方式，采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进行预测，同时利用趋势外推法进行校核，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案，并提出推荐方案。4.1.4具备条件时，可结合城乡规划和土地利用规划的功能区域划分，开展规划区的空间负荷预测。通过分析、预测规划水平年供电小区土地利用的特征和发展规律，预测相应小区电力用户和负荷分布位置、数量和时序。4.1.5负荷预测应考虑分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入对预测结果的影响。4.1.6城市地区的负荷预测指标可参照现行国家标准城市电力规划规范GB/T 50293的相关规定。4.2 电力平衡4.2.1电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类新能源、电动汽车、储能装置等的影响。4.2.2分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有变电容量，确定该电压等级所需新增的变电容量。4.2.3风电、水电能源比例较高的区域，应根据不同类型电源在不同时段的典型出力特性进行电力平衡。对于分布式能源接入较多的区域配电网，应结合分布式能源实际出力情况考虑参与平衡的比例。5 110千伏配电网规划5.1 整体原则110千伏配电网实现以220千伏变电站为中心、分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。5.2 接线型式同一地区110千伏配电网网络接线型式应标准化，其目标接线推荐方式见表5-1，典型接线图见附录B。表5-1 110千伏配电网网架结构目标接线推荐表供电分区链型接线T型接线过渡接线目标接线过渡接线目标接线A+、A类双回辐射双侧电源不完全双回链双侧电源完全双回链单侧电源双T单侧电源三T双侧电源双T式双T接线双侧电源三T式三T接线B类双回辐射双侧电源不完全双回链单侧电源不完全双回链双侧电源完全双回链单侧电源不完全双回链单侧电源双T单侧电源三T双侧电源双T式双T接线双侧电源三T式三T接线C、D类双侧电源不完全双回链单侧电源不完全双回链单侧电源单回链双侧电源单回链双回辐射单回辐射双侧电源不完全双回链单侧电源不完全双回链双回辐射（不同走廊）5.3 变电站规划5.3.1 110千伏变电站布点以负荷分布为依据，兼顾电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑、统一规划。具体要求如下：1）变电站布点既要满足负荷供电或电源升压送电需要，还应兼顾电网结构发展。要按照地区用电远期规模、网架远期规划考虑变电站合理布局，近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展需要及安全可靠供电要求，同时注重与远期后续新增变电站布局上的协调。2）110千伏变电站供电范围应综合考虑负荷密度、空间资源、中压配电网供电半径和整体经济性等各方面因素。3）变电站馈出线路的额定载流能力宜按最大限度一次改造到位，供电回路元件如开关、电流互感器、电缆及架空线路干线等的载流能力应匹配，不应因单一元件限制线路可供负荷能力及转移负荷能力，避免反复增容改造。5.3.2主变压器1）A+、A、B类供电区宜采用双绕组有载调压变压器。2）C、D类供电区宜采用双绕组有载调压变压器，也可根据当地电网特点采用三绕组有载调压变压器。3）同一规划区域中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜过多，同一变电站的主变压器宜统一规格。4）规划新建的110千伏变电站，可根据当地负荷发展情况，近期可采用低一级容量的主变，优先采用闲置主变。各类供电区110千伏变电站变压器规模配置见表5-2。表5-2 110千伏变电站变压器规模配置表供电分区110/35/10千伏、110/10千伏终期数量（台）单台容量（MVA）终期近期A+、A、B类供电区36363、40C、D类供电区34040、20（闲置主变）5.3.3变电站新建和扩建1）变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，且A+、A类供电区变电站首期投产主变台数不应少于2台，并应满足变电站投产后3年内不扩建主变的要求。2）原则上在变电站原有主变负荷超过额定容量50%的前提下才考虑新增主变容量项目，若该变电站原主变台数为2台及以上，宜考虑通过新增变电站布点以增加主变容量。5.3.4 110千伏变电站出线规模应按表5-3选择。表5-3 110千伏变电站出线规模电压等级出线规模110千伏根据变电站主接线型式配置24回。有电厂或大用户接入的变电站根据需要可增加12回35千伏（三卷变）每台主变配24回出线。10千伏每台63MVA主变配10千伏出线不少于15回；每台40MVA主变配10千伏出线不少于10回。5.3.5各类供电分区110千伏变电站的电气主接线推荐见表5-4，建设型式宜按表5-5选择。当110千伏线路回路总数达到4回及以上时，110千伏侧可采用双母线接线。户外布置的变电站应优先采用常规设备，当用地条件限制时，经专项论证后方可采用GIS设备。表5-4 110千伏变电站电气主接线推荐表供电分区电压等级A+类A类B类C类D类110千伏单母线分段单元内桥单母线分段单元内桥单母线分段单元内桥单母线分段内桥单母线分段内桥35千伏单母线分段10千伏单母线分段单母线四分段单母线分段单母线四分段单母线分段单母线四分段表5-5 110千伏变电站建设型式表供电分区A+类A类B类C类D类建设型式全户内布置全户内布置半户内布置户外布置全户内布置半户内布置户外布置半户内布置户外布置户外布置注：本表中A+类供电分区的变电站型式选择不包括工业园区。对负荷密度达到A+类供电分区条件的工业园区，其变电站型式可根据工程具体情况确定。5.4 线路规划5.4.1同一个规划区的导线选型应标准化、系列化，应统筹考虑远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线类型及截面，同一线路上不同类型导线截面应注意载流量匹配。其推荐值如表5-6所示。5.4.2单回110千伏供电线路长度不宜超过60千米。表5-6 导线截面推荐表供电分区导线截面（mm2）架空线电缆线路A+类、A类、B类630、4001600、1200、800、500C类400、3001200、800、500D类400、300注1：承担电厂送出任务或特殊用户专用线路供电的110千伏线路，其导线截面应结合电厂装机容量、用户负荷及其接入系统情况综合考虑。注2：A+类、A类、B类供电区中，导线截面500 mm2的电缆线路作为T接线选用。6 35千伏配电网规划6.1 整体原则6.1.1在远离220千伏、110千伏规划网络的地区，为满足小水电送出或中低压配电网供电安全质量需要，经过技术经济比较后，可采用35千伏进行供电。6.1.2 35千伏变电站宜采用简易站建设模式，线路以电杆架设方式为主。6.2 接线形式同一地区的35千伏配电网网络接线方式应标准化。其目标接线推荐方式见表6-1，典型接线图见附录B。表6-1 35千伏配电网网架结构接线推荐表供电分区过渡接线目标接线C、D类单回辐射T接单侧电源单回链双侧电源单回链单回辐射6.3 变电站规划6.3.1各类供电分区35千伏变电站电气主接线和型式宜按表6-2选择。表6-2 35千伏变电站电气主接线推荐表供电分区C类D类主接线单母线分段、单母线、桥型变电站型式全户外布置箱式布置全户外布置箱式布置6.3.2主变压器1）宜采用双绕组有载调压变压器。2）同一规划区域中，主变压器单台容量规格不宜过多，同一变电站的主变压器宜统一规格。3）各类供电区35千伏变电站主变压器终期规模配置见表6-3。表6-3 35千伏变电站主变配置表供电区35/10千伏数量（台）单台容量（MVA）C、D类286.4 线路规划6.4.1 同一个规划区的导线选型应标准化、系列化，应统筹考虑远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线截面。35千伏线路一般采用架空线路，在同一个电网内，相同接线的同类分区宜采用相同的导线截面，导线截面选择150 mm2、240mm2。6.4.2 35千伏单回线路不宜超过30千米。7 中压配电网7.1 网架结构7.1.1中压配电网应根据上级变电站的布点、城市规划、负荷密度和运行管理需要，结合地理环境，划分成若干相对独立的分区配电网。分区配电网应有明确供电范围，不宜交叉和重叠。7.1.2中压配电网宜采用闭环接线、开环运行的网络结构。7.1.3每回中压电缆线路的环网节点不宜超过6个，负荷应沿线路各环网节点均匀分布，除经过技术经济及运维管理综合论证的高供电可靠性要求地区外，不应通过环网节点馈出线形成分支环网。7.1.4每回中压架空线路主干分段数不宜超过6个，分段设置要综合考虑运维管理需要及负荷分布特点，较长的分支线路可适当配置分段开关。7.1.5联络线路应优先来自不同的110千伏电源，不具备条件时，应来自不同的10千伏母线，变电站10千伏站间联络线路及可转供负荷数量应按能满足高压配电网安全运行水平进行校验。7.1.6中压配电网目标接线应综合分析区域发展定位、负荷分布、变电站布点、市政建设条件及已有中压配电网基础后进行确定，同一地市同一供电分区宜采用统一的一种目标接线。典型接线方式参见附录C。表7-1 10千伏配电网网架结构接线推荐表供电分区过渡接线目标接线A+类电缆：“2-1”单环网，两供一备电缆：“3-1”单环网，三供一备，双环网A类电缆：“2-1”单环网，两供一备架空：N分段n联络（N6，n3）电缆：“3-1”单环网，三供一备架空：N分段n联络（N6，n=2）B类电缆：“2-1”单环网，两供一备架空：N分段n联络（N6，n3）电缆：“N-1”单环网（N=2，3），N供一备（N=2，3）架空：N分段n联络（N6，n2）C类电缆：“2-1”单环网架空：N分段n联络（N6，n3），N分段单辐射（N6）电缆：“N-1”单环网（N=2，3）架空： N分段n联络（N6，n2）D类架空：N分段单辐射（N6）架空：N分段单辐射（N6），N分段n联络（N6，n2）注：N，n不为0。表7-2 20千伏配电网网架结构接线推荐表供电分区过渡接线目标接线A+类电缆：“2-1”单环网，两供一备电缆：双环网，“3-1”单环网，三供一备7.2 开关站与配电站7.2.1公用开关站和配电站应位于负荷中心并满足进出线电力通道要求。市政建设时，相关公用开关站和配电站土建应作为配套与市政工程同步建设、改造。7.2.2公用开关站、配电站宜独立设置，条件受限时可附设于其他建筑物内，但不宜设置在建筑物负楼层。7.2.3开关站和配电站建设型式宜按表7-3选择。表7-3 开关站、配电站型式推荐表供电分区A+类A类B类C类D类配电站型式室内配电站箱式配电站室内配电站箱式配电站室内配电站箱式配电站台架配电站室内配电站台架配电站台架配电站开关站型式户内开关站、户外开关站7.2.4开关站电气主接线宜采用单母线或单母线分段接线，每段母线接4-8面开关柜。7.2.5负荷密集地区的配电站，宜采用双配变型式配置。7.2.6开关站、配电站的中压开关柜应选用负荷开关柜，除经过技术经济及运维管理综合论证的高供电可靠性要求地区外，不应选用断路器柜。7.2.7配电站应遵循“多布点、小容量、短半径”原则，容量配置以需求为导向。当配变容量不能满足供电需求时，应优先考虑通过新增布点解决，配变投产后第二年负载率应不低于30%。7.2.8配电变压器应选择小型化、低噪音的节能环保型产品，推广采用非晶合金配变。对于平常负荷率不高，特殊时期负荷激增的农村配变采用高过载能力配变。油浸式变压器容量不宜大于630kVA，干式变压器容量不宜大于1250kVA，台架变压器容量不宜大于500kVA，额定容量按表7-4选择。表7-4 中压配电网配电变压器额定容量推荐表电压等级配电变压器额定容量（kVA）10（20）千伏50、100、200、315、500、630、800、12507.2.9各供电分区户均配变容量宜满足表7-5要求。表7-5 户均配变容量推荐表供电分区A+、A类B类C类D类户均配变容量（kVA/户）462.541.52.5127.3 线路规划7.3.1同一个规划区的导线选型应标准化、系列化，应统筹考虑远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线类型及截面，同一线路上不同类型导线截面应注意载流量匹配，同类型导线主干线、次干线、分支线截面宜分别一致。导线截面推荐表见表7-6、表7-7。表7-6中压架空线路导线截面推荐表供电分区主干线(mm2)次干线(mm2)分支线(mm2)A、B、C、D类24012070表7-7中压电缆截面推荐表类型供电区主干线(mm2)分支线(mm2)10千伏电缆线路A+、A、B、C类300、240120、7020千伏电缆线路A+类300120注：承担电厂送出任务或特殊用户专用线路供电的中压线路，其导线截面应结合电厂装机容量、用户负荷及其接入系统情况综合考虑。7.3.2中压架空线路1）架空线路路径的选择应根据地形地貌特点和城市规划道路要求，沿道路或绿化带架设，尽量减少与道路、铁路、河流以及架空线路的交叉跨越。2）中压架空线路导线选用铝绞线或钢芯铝绞线，在林区、人群居住密集区或与周围建筑物间距不满足安全要求时，应采用绝缘导线。3）架空线路路径的选择、线路分段及联络开关的设置、导线架设布置（线间距离、横担层距及耐张段长度）、设备选型、工艺标准等方面应充分考虑带电作业的要求和发展，以利于带电作业、负荷引流旁路，实现不停电作业。4）沿海及严重化工污秽区域的架空线路应采取相应技术措施，防止线路、设备腐蚀。沿海台风登陆地区的架空线路应按照网省公司防风技术导则采取相应技术措施进行防风加固。7.3.3中压电缆线路1）下列情况可采用电缆线路：a) 依据市政规划，明确要求采用电缆线路且具备相应条件的地区；b) A+、A类供电区域及B、C类重要供电区域；c) 走廊狭窄，架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区；d) 易受热带风暴侵袭的沿海地区；e) 对供电可靠性要求较高并具备条件的经济开发区；f) 经过重点风景旅游区的区段；g) 电网结构或运行安全的特殊需要。2）终期规划363MVA的变电站，应至少预留可供45回10千伏出线电缆的电力走廊；终期规划340MVA的变电站，应至少预留可供30回10千伏出线电缆的电力走廊。3）道路电缆走廊应根据区域负荷分布发展情况、变电站布点及中压配电网网架建设目标，按未来1015年发展需要进行统筹规划。4）电缆通道应按照地区建设规划统一安排，结合道路建设改造同步进行，通道的宽度、深度及电缆容量应考虑远期发展的要求，主要道路路口应预留电缆横穿过街管道，综合利用地下管线资源，实现过路、过江、过河电缆的敷设。8 低压配电网8.1 网架结构8.1.1低压配电网结构应简单安全，宜采用以配电站为中心的放射型接线方式，低压配电网典型接线图见附录D。低压配电网应以配电站供电范围实行分区供电。低压架空线路可与中压架空线路同杆架设，但不应跨越中压分段开关区域。8.1.3负荷接入低压配电网时，应尽量保持三相负荷平衡。8.2 低压配电装置及线路8.2.1配电变压器低压配电装置出线回路宜为28回，低压配电系统宜采用单母线接线方式，采用双配变配置的配电站，两台配变的低压母线之间应装设联络开关，变压器低压进线开关与母线联络开关设置可靠的联锁机构。8.2.2低压架空线路应采用绝缘线，A+、A、B类地区可选用铜芯绝缘线，C、D类地区宜选用铝芯绝缘线。主干线导线截面推荐表见表8-1。表8-1 低压线路主干线导线截面推荐表线路形式供电区域类型主干线（mm2）电缆线路A+、A、B、C类120架空线路A+、A、B类120C、D类50注1：推荐表中电缆线路为铜芯，架空线路为铝芯，当采用不同线路导体时应进行转换计算。注2：实际应用中应根据台区负荷电流进行计算匹配，避免造成浪费。8.2.3低压线路主干线应按规划一次建成，中性线与相线截面宜相同。8.2.4低压台区供电距离应满足线路末端电压质量要求，原则上A+、A类供电区域供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m。9 继电保护9.1 整体原则9.1.1配电网应参照现行国家标准继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14285的要求配置继电保护和自动装置。继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。9.1.2继电保护装置应为微机型，新建、改造厂站的保护装置与继电保护信息系统子站及站内自动化系统的接口应采用符合IEC61850标准的规约，并具有完善的自我描述功能。9.1.3继电保护装置应能通过独立的以太网接入站内自动化系统和继电保护信息系统，应能接受站内对时系统统一提供的IRIG-B码同步时钟信号。9.2 110千伏线路保护9.2.1每回110千伏线路应配置一套含重合闸功能的光纤电流差动保护。9.2.2对多端T接等不具备差动保护技术条件的线路，可不配置电流差动保护功能。单侧电源线路且为线变串单元接线时，负荷端可不配置线路保护。9.3 35（10）千伏线路保护9.3.1 35（10）千伏线路保护应具有过电流保护、零序过流保护、重合闸、低周减载、高周解列、低压解列和过负荷告警等功能；应具备闭锁简易母线保护功能供现场选用；应选用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。对于短联络线路或整定困难的35kV线路，可配置光纤电流差动保护。其它采用合环运行的10kV35kV线路，为了提高供电可靠性，根据需求可以配置光纤电流差动保护。9.4 110千伏母线保护9.4.1 220千伏变电站内的110千伏母线应配置一套母差保护。9.4.2 110千伏变电站需要快速切除110千伏母线故障或配置母线保护后能够改善整个电网保护的性能时，可配置一套母线保护。9.4.3 110千伏母联（分段）断路器宜配置独立于母线保护的母联（分段）过流保护。9.5 110千伏内桥保护110千伏内桥断路器装设独立的充电、过流保护。9.6 35千伏母线保护9.6.1 500千伏变电站35千伏母线应配置一套微机型母差保护。9.6.2数字化变电站的35千伏母线宜配置简易母线保护功能。9.7 变压器保护9.7.1 110千伏变压器微机保护宜采用电气主保护、非电量保护、各侧后备保护装置独立的配置。也可采用分别组屏的双套主后合一的电量保护和一套非电量保护的配置。9.7.2 35（10）千伏变压器保护（包括站用变、接地变）宜采用具有电流速断、过电流保护、零序过流保护等功能的保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内，应具备电流闭锁式简易母线快速保护功能供现场选用。9.8 补偿电容器（电抗器）保护9.8.1 35千伏及以下电容器宜采用具有过电流、不平衡保护、过电压、低电压、零序电流保护等功能的保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。9.8.2 35千伏及以下电抗器宜采用具有过电流、零序过流保护等功能的保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。9.9 故障录波器110千伏变电站宜全站装设一台或两台故障录波器。9.10 继电保护信息子站系统110千伏及以上变电站应配置继电保护信息子站。9.11 继电保护设备改造原则运行年限达到12年的110千伏及以下继电保护装置、继电保护信息子站系统、故障录波，经评估无法延寿的应进行改造。9.11.2运行工况较差、存在重大缺陷或不满足反事故措施要求，影响电网安全稳定运行的设备应进行改造。9.11.3因保护装置原因造成多次误动、拒动的同一型号的保护装置应进行改造。9.11.4缺乏生产厂商可靠技术支持及备品备件保障的设备应进行改造。9.11.5非嵌入式保信子站、非嵌入式故障录波应进行改造。9.11.6非微机化的继电保护类设备应进行改造。9.11.7直流落点附近的线路配置非光纤电流差动保护的应进行改造。装置定值项设置等不满足系统运行要求且不能软件升级的设备应进行改造。9.11.9性能不能通过软硬件升级达到南方电网继电保护信息系统技术规范要求的继电保护信息子站系统应进行改造。9.12 分布式电源接入时，继电保护和安全自动装置配置应符合现行行业标准分布式电源接入配电网技术规定NB/T 32023的相关规定。10 配电网自动化10.1 整体原则10.1.1配电网自动化规划应按照“需求导向、智能实用、适度超前”的原则，与配电网一次网架、配电网通信同步规划、同步建设。10.1.2应遵循南方电网一体化电网运行智能系统技术规范建设完善配电自动化主站平台与分析应用功能，从一体化配用电业务需求出发，配网自动化系统作为配网运行管理平台一个组成部分进行建设，以支撑配调集约化为应用主体，通过各种自动化终端一体化应用，实现数据“一方采集、多方应用”，通过各种自动化系统和信息系统应用集成，提升配网自动化系统实用化、智能化水平，有效支撑各条线配用电业务的管理。10.1.3采用集成型配电自动化主站系统，实现与“6+1”系统、调度自动化系统、计量自动化系统互联互通。10.1.4新建线路按照配网自动化目标技术方案进行建设。A+、A类供电分区电缆线路实现智能分布式馈线自动化，环网节点开关具备三遥功能。其它供电分区电缆线路实现电压电流型馈线自动化，分段、联络开关和重要分支线开关具备三遥功能。各供电分区架空线路实现电压电流型馈线自动化，分段、联络开关和重要分支线开关具备三遥功能，采用无线遥控。10.1.5改造线路具备条件的按照目标技术方案进行建设，不具备条件的按照过渡技术方案进行建设。10.1.6 一遥故障指示器实现线路主干线和第一级分支线的全覆盖，提高故障自动定位的精度和抢修效率。10.1.7在配变侧，利用现有的计量自动化系统配变终端、负控终端，不再新装自动化终端，为10kV线路潮流计算、负荷预测、10kV线路非自动化开关的位置辅助判断等功能实现提供分析数据。10.1.8配电网自动化系统二次安全防护应严格遵循电力监控系统安全防护规定（发改委202314号令）、国能安全202336号文和中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范的规定，在主站侧和配网终端侧采取相应的安全防护措施。10.2 技术路线10.2.1配电自动化主站技术路线按照南方电网一体化电网运行智能系统地级主站标准化设计指南OS2配网部分的功能要求开展建设，实现配电运行监视、用电运行监视、分布式发电/储能/微网综合监视、智能告警、安全分析与预警、控制调节及防误、在线拓扑分析、状态估计、潮流计算、停电损失负荷统计、用户电源追溯、配电网网络重构等功能，全面提升配网调度智能分析与控制水平。10.2.2配电网线路馈线自动化技术路线表10-1各供电区域配电网线路馈线自动化技术路线供电分区终端类型过渡技术方案过渡通信方式目标技术方案目标通信方式A+类三遥 电缆：电压电流型就地馈线自动化、智能分布式就地馈线自动化电缆：光纤专网电缆：智能分布式就地馈线自动化电缆：光纤专网A类三遥、一遥（故障指示器） 电缆：电压电流型就地馈线自动化架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：无线公网为主、光纤为辅 架空：无线公（专）网 电缆：智能分布式就地馈线自动化 架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：光纤专网为主、无线公（专）网为辅架空：无线公（专）网 B类三遥、一遥（故障指示器） 电缆：电压电流型就地馈线自动化架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：无线公（专）网架空：无线公（专）网 电缆：电压电流型就地馈线自动化架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：光纤专网为主、无线公（专）网为辅架空：无线公（专）网 C类三遥、一遥（故障指示器） 电缆：电压电流型就地馈线自动化架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：无线公（专）网架空：无线公（专）网 电缆：电压电流型就地馈线自动化架空：电压电流型就地馈线自动化电缆：无线公（专）网为主，光纤专网为辅 架空：无线公（专）网 D类三遥、一遥（故障指示器） 架空：电压电流型就地馈线自动化架空：无线公（专）网 架空：电压电流型就地馈线自动化架空：无线公（专）网 11 配电网计量11.1 整体原则11.1.1计量设备应遵循公司电能计量装置典型设计的要求，规划应按照设备平均自然寿命周期（计量自动化终端与电能表的平均使用寿命为810年），考虑计量装置的轮换。同时，规划应考虑每年业扩新增用户的计量设备需求。11.1.2推进配电网计量自动化和智能化，实现低压用户智能电表和低压集抄全覆盖。11.1.3推广费控计量设备。对专变用户，可通过负荷管理终端实现远程费控，或选择安装售电管理装置实现本地费控模式；对于低压用户，通过费控电能表与低压集抄系统实现低压客户的远程费控。11.1.4专变用户应通过在低压侧安装专用费控开关实现费控功能，低压用户费控智能电能表轮换改造同时，同步安装费控开关及费控表箱。11.1.5低压客户电能表轮换应与低压集抄系统的建设统筹考虑，低压集抄项目建设涉及电能表批量改造工程应同步建设。11.1.6低压集抄优先使用主流技术，包括RS-485总线、载波和微功率无线，宽带载波、双模融合通信等新通信技术根据实际情况可选择试点建设和技术标准研究。11.1.7计量自动化终端设备统一接入省级集中计量自动化主站系统。11.2 智能电能表11.2.1 10千伏及以上的计量点应全部采用三相多功能电能表，包括各电压等级的变电站、发电厂、小电源（含水电厂、风电场及其他分布式电源）等电源计量点、专变客户等用户计量点。三相多功能（智能）电能表至少具备分时计量、无功计量、需量计量、冻结电量、负荷曲线、停电记录、电压合格率统计等功能。11.2.2新增及改造的低压用户配置费控电能表，电能表应至少具备分时计量、需量计量、冻结电量、负荷测量、停电记录、电压合格率统计、远程通断电等功能。11.2.3低压用户电能表应支持RS-485总线、载波、微功率无线、光纤等通信方式。采用载波、微功率无线、光纤等通信时宜使用外置通信模块。11.3 配电网计量自动化终端11.3.1厂站内1）变电站、电厂、小电源站、风电场及其它分布式电源需实现电量远程抄读、计量监测等功能，一般应采用厂站电能量采集终端实现对全部表计的远程抄表。2）110千伏及以下厂站可采用壁挂式厂站终端。3）对于表计少于8个的厂站、且电力专用通信覆盖的厂站，可采用负荷管理终端采集。11.3.2专变客户1）10千伏专变客户应全部安装负荷管理终端，业扩新装客户应同步安装负荷管理终端，保持100覆盖率。2）新装负荷管理终端应支持硬加密费控方案。终端具备电能计量、负荷监测、停电记录、电压监测异常告警等功能。11.3.3公共配电变压器1）公用配变全部安装配变监测计量终端，终端具备电能计量、负荷监测、停电记录、电压监测异常告警等功能。2）原则上配变监测计量终端代替台区总表。11.3.4低压台区客户1）低压台区通过集中器和采集器实现低压客户计量自动化功能。2）应根据台区的电能表集中度和现场建筑场景，对每个台区选择不同的通信组网技术方案，选择原则与设备配置原则见表11-1。3）选用载波方案的供电局，每个地市供电局不宜超过2种载波芯片方案。表11-1台区低压客户集中抄表技术要求编号台区电能表集中度现场场景适用方案设备配置原则备注1集中（该台区平均每个表箱10只表）II型集中器方案每个表箱配置1台II型集中器。若该台区含少量分散电能表，可使用II型集中器（微功率无线）方案。2集中表箱（2只表该台区平均每个表箱10只表）楼层不高于15米（4层）I型半无线方案原则上每个台区（半径500米内）配置1台I型集中器（微功率无线）。半径超过500米的台区，可适量增加配置集中器（微功率无线）。每个表箱配置1台II型采集器（微功率无线）。3台区内最高楼层高于15米（4层）I型半载波方案每个台区配置1台I型集中器（载波）。每个表箱配置1台II型采集器（载波）。4分散表箱（该台区平均每个表箱2只表）楼层不高于15米（4层）I型全无线方案原则上每个台区（半径500米内）配置1台I型集中器（微功率无线）。若现场485电能表为近3年内安装的新表，宜安装II型采集器，不更换电能表。若用户数量大于150户而且分散，可以配置多个II型集中器（微功率无线）。5台区内最高楼层高于15米（4层）I型全载波方案每个台区配置1台I型集中器（载波）。若现场485电能表为近3年内安装的新表，宜安装II型采集器，不更换电能表。11.4 互感器、二次回路及计量箱体11.4.1电能计量互感器、表箱等计量装置的技术条件应标准、规范、统一， 体现公司电能计量的标准化、集约化、一体化管理。11.4.2各级计量点的智能电能表、互感器、二次回路应遵循南方电网公司电能计量装置典型设计的要求进行配置及安装。11.4.3厂站内的电度表应按照电压等级要求设置专用电能表表屏，宜采用集中组屏方式，应同时考虑多功能电能表现场检验和远程自动化抄表的需要。11.4.4新建及改造的专变客户电能计量装置使用专用电能计量箱（柜），配置专用PT/CT。11.4.5新建及改造的低压三相客户电能计量装置应采用费控电能计量表箱，互感器规格选型按照广东电网业扩管理细则执行。11.4.6新建及改造的低压单相客户电能计量装置应采用费控电能表箱，用户集中的楼宇应考虑电能表的集中布置。11.4.7按照设备平均自然寿命周期，考虑在运行互感器的轮换。已经安装的互感器按照平均20年的生命周期考虑轮换改造。11.5 其他11.5.1费控交互终端1）集中安装电能表的小区用户，应在楼梯口安装费控交互终端，用户通过费控交互终端进行购电充值、复电或查询用电信息等操作。2）交互终端通过RS-485通道连接到费控电能表，具备液晶显示屏与密码输入屏，用户通过安全密码进行登录操作。11.5.2通过省级集中计量自动化系统实现配电网电能计量数据 “统一采集、统一存储、统一监控、统一应用”。11.5.3主站与厂站计量自动化终端通过电力专网进行数据传输。主站与负荷管理终端、配变监测计量终端及低压集抄集中器通过公网传输数据，已有专网通信覆盖的优选专网通信方式。12 配电网通信12.1 整体原则12.1.1遵循“因地制宜、适度超前、统一规划、分步实施”的建设原则，统筹考虑各类业务发展要求，各地区制定统一的配电通信网规划；12.1.2高压配电网通信技术要求按照中国南方电网35kV及以上电网二次系统规划技术原则（Q/CSG1202302-2023）执行。12.1.3中压配电网通信网络主要承载的业务包括配电自动化、计量自动化（包括配变监测、大客户负控、低压集抄），并能满足智能配电领域业务发展需求的其它各类配电网业务。12.1.4低压配电网通信的技术要求参照配电网计量的相关要求执行。12.1.5配电自动化“三遥”终端优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域优先采用无线公网通信方式。“一遥、二遥”终端采用以无线公网通信为主、其它通信方式为辅。计量自动化终端以无线公网通信为主、其它通信方式为辅。已有光纤等专网覆盖的区域则优选专网通信方式。12.1.6原则上不再新增无线专网试点区域。已开展无线专网试点的地区，可维持现有无线专网的正常使用,充分利用无线专网资源,扩大业务终端接入规模，配电网自动化、计量自动化等业务终端逐步调整为无线专网通信方式，进一步发挥效益，同时做好技术和人才储备。12.2 中压配电网光缆规划原则12.2.1配电通信光缆应与配电网电缆同步规划、同步建设。12.2.2配电网光缆宜成环建设，满足“N-1”可靠性要求。起始点应设置在变电站，以“环状”形态覆盖“三遥”节点，采用36芯及以上光缆。12.2.3 A+、A、B类区域光缆主要覆盖主干线路和支线上的一级用户，C类区域新建或改造电缆同步预留光缆专用管孔，沿海地区有需要的经论证后可同步建设光缆。12.2.4在具有建设光缆管孔等便利条件，可不经开挖路面或简单开挖即可敷设光缆的，应建设配电通信光缆；A+、A类区域的重要“三遥”终端、智能分布式配电终端等节点应克服困难敷设光缆。12.2.5优先选择电缆管沟敷设光缆，电缆管沟内光缆应与电缆分别布置，电缆管沟内（含穿越市政管道）的光缆应采用PE管、PVC管或铠装等方式进行保护。12.3 网络建设原则12.3.1配电通信网络应根据配电自动化“三遥”终端、智能分布式配电终端和计量终端等建设情况确定配电通信网络建设规模，配电数据网分汇聚层和接入层两层。12.3.2配电通信网络接入设备宜选工业以太网技术，可选xPON技术，同时开展PTN技术应用的研究及试点。采用工业以太网时，宜采用环形拓扑结构形成通道自愈保护。采